Шабад Расчёты РЗА распредсетей 2012

40

Коэффициент надѐжности kн для токовых отсечек без выдержки времени, установленных на линиях электропередачи и понижающих трансформаторах при использовании цифровых реле может приниматься в пределах от 1,1 до 1,15. Для сравнения можно отметить, что при использовании в электромеханических дисковых реле РТ-80 электромагнитного элемента (отсечки) принимают в расчетах kн = 1,5 1,6.

Рис. 1.14. Пример графического определения зон действия отсечек на линиях электропередачи

Рис. 1.15. Характерные точки КЗ для расчетов токовых отсечек на понижающих трансформаторах и блоках «линия трансформатор»

При определении максимального значения тока КЗ при повреждении в конце линии электропередачи напряжением 35 кВ и ниже рассматривается трѐхфазное КЗ при работе питающей энергосистемы в максимальном режиме, при котором электрическое сопротивление энергосистемы является минимальным. Для линий 110 кВ и

41

выше максимальное значение тока КЗ в выражении (1.17) может соответствовать однофазному КЗ на землю (что характерно для линий 110 кВ, отходящих от шин мощных подстанций с автотрансформаторами 330 750/110 кВ).

Определение максимального тока трѐхфазного КЗ за трансформатором с регулированием напряжения необходимо производить при таком положении регулятора напряжения, которое соответствует наименьшему сопротивлению трансформатора.

Кроме отстройки токовой отсечки от максимального значения тока КЗ по условию (1.17), необходимо обеспечить еѐ несрабатывание при бросках тока намагничивания (БТН) силовых трансформаторов. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут в первые несколько периодов превышать номинальный ток трансформатора в пять − семь раз. Однако выбор тока срабатывания отсечки трансформатора по условию (1.17), как правило, обеспечивает и отстройку от бросков тока намагничивания.

При расчете токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием (1.17) обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым из трансформаторов на ответвлениях от линии (если они имеются) и дополнительно проверить надѐжность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключѐнных как к защищаемой линии, так и к предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. Условие отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид:

где Iном.тр сумма номинальных токов всех трансформаторов, которые могут

одновременно включаться под напряжение по защищаемой линии; kн коэффициент надѐжности, значение которого зависит от времени срабатывания токовой отсечки; например, при выполнении отсечки на реле РТМ, собственное время срабатывания которых может составлять всего лишь один период (20 мс), следует принимать

наибольшее значение kн 5, а при выполнении отсечки по схеме с промежуточными

реле принимается меньшее значение kн 3 4 поскольку суммарное время срабатывания максимального реле тока и промежуточного реле этих схем составляет около пяти периодов (100 мс) и значение бросков тока намагничивания за это время заметно снижается.

В цифровых реле серии SPACOM несрабатывание мгновенной ступени (I >>>) при БТН трансформаторов обеспечивается

-либо введением небольшой задержки (0,1 с вместо минимальной уставки 0,04 с

итогда kн в выражении (1.18) может приниматься равным 3 4),

-либо путѐм использования специального переключателя, с помощью которого можно обеспечить при включении линии автоматическое удвоение уставки отсечки по

току; при этом в выражении (1.18) следует учитывать лишь половину суммы номинальных токов всех трансформаторов.

При необходимости можно использовать оба мероприятия, т.е. небольшое замедление и автоматическое удвоение уставки по току.

На линиях 10 и 6 кВ с трансформаторами на ответвлениях, которые защищаются плавкими предохранителями (например, типа ПКТ-10), в условии (1.17) значение

Iк(3.макс) должно соответствовать току трѐхфазного КЗ за наиболее мощным из

трансформаторов. Далее следует определить время плавления вставок предохранителей этого трансформатора при расчетном токе КЗ, равном току срабатывания отсечки,

42

выбранному из условий (1.17) и (1.18). Для учѐта допускаемого стандартом разброса времятоковых характеристик плавких предохранителей ПКТ следует перестроить

характеристику, как было в §1.3. Если время плавления tпл 0,1 с, то отсечка с таким током срабатывания может быть использована, но при условии, что защищаемая линия

имеет устройство автоматического повторного включения (АПВ). Если tпл 0,1 с, то следует либо увеличить ток срабатывания отсечки до такого значения, при котором обеспечивается расплавление вставок предохранителей до момента отключения защищаемой линии, т.е. не более 0,1 с, либо увеличить время срабатывания отсечки.

Чувствительность токовых отсечек оценивается коэффициентом чувствительности, требуемые значения которых указаны в Правилах, а также величиной (протяжѐнностью) защищаемой части линии электропередачи. Коэффициент чувствительности определяется по выражениям (1.4) и (1.5). Рассмотрим это на примерах.

Для токовых отсечек, устанавливаемых на понижающих трансформаторах и выполняющих функции основной быстродействующей токовой защиты (при отсутствии дифференциальной защиты), чувствительность определяется по току наиболее неблагоприятного вида повреждения как правило, двухфазного КЗ на выводах ВН трансформатора (точка К2 на рис. 1.15) в минимальном, но реально возможном режиме работы энергосистемы. Значение коэффициента чувствительности должно быть около 2,0. Такие же требования существуют для токовых отсечек на блоках «линия трансформатор».

Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях электропередачи и выполняющих функции дополнительных защит (рис. 1.14), коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки отсечки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме.

Коэффициент чувствительности токовых отсечек, выполненных на реле прямого действия типа РТМ, должен проверяться с учетом действительного значения токовой погрешности трансформаторов тока, если оно превосходит 10%.

Для оценки эффективности токовой отсечки, установленной на линии электропередачи, полезно определить зону действия отсечки в процентах от всей длины линии. Протяжѐнность зоны действия отсечки зависит от характера изменения расчетных значений тока при перемещении точки КЗ вдоль защищаемой линии. По нескольким значениям тока КЗ строится кривая спада тока (рис. 1.14). Могут быть построены две кривые: для трѐхфазных КЗ в максимальном режиме работы энергосистемы и для двухфазных КЗ в минимальном режиме. Кривые достаточно точно строятся по трѐм значениям тока: при КЗ в начале, середине и в конце линии. Далее проводится горизонтальная прямая, ордината которой соответствует большему значению тока срабатывания отсечки, выбранному по выражениям (1.17) и (1.18). Абсцисса точки пересечения горизонтальной прямой с кривой спада тока КЗ соответствует длине зоны действия отсечки в выбранном режиме работы питающей энергосистемы и при выбранном виде КЗ. Приведѐнный пример построения кривых тока КЗ (первичного) и определение зоны действия отсечки по первичному значению еѐ тока срабатывания является правильным лишь при условии, что погрешность трансформаторов тока не превышает 10%. С увеличением погрешности трансформаторов тока зона действия отсечки уменьшается.

Как видно из примера графического определения зон действия отсечек (рис. 1.14), протяжѐнность этих зон может быть весьма значительной: примерно 70% длины линии Л1 и около 50% длины линии Л2, но может быть гораздо меньшей в других случаях.

43

Отсечка с выдержкой времени на линиях электропередачи. Небольшая выдержка времени позволяет задержать срабатывание отсечки последующей линии (Л1 на рис. 1.14) при КЗ на предыдущей линии Л2 для того, чтобы успела сработать мгновенная отсечка повреждѐнной линии Л2. Для отсечки с небольшой выдержкой времени можно выбрать значительно меньшее значение тока срабатывания по сравнению с током срабатывания мгновенной отсечки по нескольким причинам.

Ток срабатывания по выражению (1.17) выбирается из условия отстройки от токов при КЗ в более удалѐнных точках, например при КЗ в конце зоны действия мгновенной отсечки предыдущей линии Л2 (рис. 1.14), при КЗ за трансформатором приѐмной подстанции или трансформатором на ответвлении защищаемой линии, имея в виду, что трансформаторы оборудованы быстродействующими защитами. Можно выбирать ток срабатывания отсечки с выдержкой времени на последующей линии по выражению (1.2), т.е. по условию согласования чувствительности с мгновенной отсечкой на предыдущей линии. Пример карты селективности приведѐн на рис. 1.16.

Рис. 1.16. Расчетная схема и карта селективности ступенчатых токовых защит линии

Как видно из рис. 1.16, именно средняя ступень трѐхступенчатой токовой защиты (I >>) может значительно ускорить отключение КЗ на линии.

В дополнение к этому нужно отметить, что для отсечек с замедлением не требуется выполнения условия (1.18) отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов, поскольку эти токи быстро затухают. На линиях с трансформаторами на ответвлениях при выполнении защиты трансформаторов с помощью плавких предохранителей (например, типа ПКТ-10 или ПСН-35) и при КЗ в трансформаторе селективность между плавкими предохранителями и токовой отсечкой питающей линии можно обеспечить благодаря замедлению действия отсечки.

Неселективная токовая отсечка без выдержки времени. Применяется в тех случаях, когда требуется мгновенное отключение таких КЗ, которые приводят к аварии, если их отключать с выдержкой времени. Например, трѐхфазное КЗ у шин электростанции или подстанции с синхронными электродвигателями может вызвать значительное понижение напряжения на зажимах генераторов и синхронных электродвигателей. Если быстро не отключить такое КЗ, произойдет нарушение синхронной параллельной работы этих электрических машин с энергосистемой, что

44

приведѐт к расстройству энергоснабжения, а возможно, и к повреждению электрооборудования.

Большую опасность для электрооборудования представляет термическое воздействие сверхтоков КЗ. Как известно, степень термического воздействия электрического тока прямо пропорциональна значению тока в квадрате и времени его прохождения. Если по каким-либо причинам нельзя уменьшить значение тока КЗ до такого, при котором можно без опасения отключать повреждѐнный элемент с выдержкой времени селективной максимальной токовой защиты, то необходимо уменьшить время отключения КЗ. Одним из наиболее простых и дешѐвых способов быстрого отключения КЗ является использование неселективных токовых отсечек без выдержки времени в сочетании с устройствами автоматики (АПВ, АВР), которые полностью или частично ликвидируют отрицательные последствия работы неселективных отсечек.

Рис. 1.17. Расчѐтная схема к выражению (1.19) и зависимость U*ост = f(kо)

Ток срабатывания неселективной токовой отсечки, предназначенной для обеспечения устойчивой параллельной работы синхронных электрических машин, выбирается из условия еѐ надѐжного срабатывания в тех зонах, где трѐхфазные КЗ вызывают снижение напряжения в месте установки отсечки ниже допустимого

значения остаточного напряжения (рис. 1.17, а). Значение тока срабатывания неселективной отсечки (в амперах) определяется по выражению

где Uс.мин междуфазное напряжение (ЭДС) питающей энергосистемы в минимальном

режиме еѐ работы, может приниматься в пределах 0,9 0,95 номинального, В; zс.мин сопротивление энергосистемы (в минимальном режиме еѐ работы) до места установки отсечки, Ом; kо коэффициент, отражающий зависимость остаточного напряжения

рис. 1.17, б; kн коэффициент надѐжности, принимаемый равным 1,1 1,2. Значения

остаточного напряжения U*ост, необходимые для обеспечения параллельной работы синхронных электрических машин и различных категорий потребителей, определяются

45

для конкретных случаев службами (группами) электрических режимов; в приближѐнных расчетах принимают, что для обеспечения динамической стойкости

синхронных генераторов необходимо обеспечить U*ост 0,6; синхронных электро-

двигателей не менее 0,5.

Для обеспечения успешного действия устройства АПВ (или АВР) после срабатывания неселективной токовой отсечки необходимо выполнить несколько условий, дополнительных к условию (1.19), в том числе:

а) выполнить согласование чувствительности и времени срабатывания неселективной отсечки с плавкими предохранителями, автоматическими выключателями или быстродействующими защитами всех элементов, питающихся по защищаемой линии и расположенных в зоне действия неселективной отсечки; это необходимо для того, чтобы при КЗ на любом из этих элементов плавкие вставки предохранителей сгорели бы раньше или защита сработала бы раньше или хотя бы одновременно со срабатыванием неселективной отсечки; при этом время гашения электрической дуги в плавких предохранителях может не учитываться, так как она погаснет после отключения линии;

б) обеспечить отстройку неселективной отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов по условию (1.18);

в) обеспечить отстройку неселективной отсечки от КЗ на шинах низшего (среднего) напряжения каждого из трансформаторов, включѐнных в зоне действия неселективной отсечки, а если это невозможно, то выполнить согласование чувствительности и времени срабатывания неселективной отсечки с защитными устройствами всех элементов низшего (среднего) напряжения.

Применяются и другие способы ускорения отключения опасных повреждений, например так называемое «ускорение действия защиты по напряжению прямой последовательности». Для этой цели используется реле напряжения, включѐнное через фильтр напряжения прямой последовательности, например типа РНФ-2, которое выпускает ЧЭАЗ.

Реле напряжения настраивается таким образом, что оно замыкает свои контакты при снижении напряжения прямой последовательности в месте установки защиты ниже

0,5 0,6 номинального. При этом максимальная токовая (или дистанционная) защита линии действует помимо основной выдержки времени либо мгновенно, либо с очень небольшим замедлением. Эти мероприятия применяются как дополняющие работу основных быстродействующих селективных защит линий электропередачи, сборных шин и других элементов электроустановок.

Ток срабатывания неселективной токовой отсечки, предназначенной для обеспечения термической стойкости, например голых проводов линий, выбирается по формуле, полученной из выражения (1.15):

где обозначения такие же, как и в выражении (1.15). Например, при сечении проводов s = 35 мм2 и tоткл = 0,4 с (неселективная отсечка плюс АПВ линии) ток срабатывания отсечки должен быть установлен не более 3850 А (первичных). Для обеспечения успешного действия АПВ после неселективного отключения линии отсечкой необходимо выполнить все те же условия, которые перечислены выше, а также произвести расчетную проверку пригодности трансформаторов тока по их погрешностям.

46

§ 1.5. Расчетная проверка пригодности трансформаторов тока (ТТ) по их погрешностям

До нашего времени в распределительных электрических сетях 6–35 кВ большинство устройств релейной защиты выполнено на аналоговых реле. При этом значительная часть устройств РЗА – на переменном оперативном токе [5]. Расчеты РЗА в этих сетях неразрывно связаны с расчетной проверкой трансформаторов тока.

Трансформатор тока один из наиболее распространѐнных видов электрических трансформаторов устройств, преобразующих или изменяющих параметры электрической энергии («Transformo» на латинском языке означает «преобразую»).

Измерительные трансформаторы тока (ТТ) своей первичной обмоткой включаются последовательно в измеряемую (защищаемую) цепь электроустановки, например в линию электропередачи. Вторичная обмотка ТТ замыкается на измерительные приборы (амперметры, счѐтчики электрической энергии) и аппараты релейной защиты практически всех типов.

От исправности и точности работы ТТ зависит не только правильный повседневный учет электроэнергии, отпускаемой потребителям, но и бесперебойность электроснабжения потребителей и сохранность самой электроустановки, особенно при коротких замыканиях (КЗ).

Точность ТТ характеризуется их полной погрешностью в передаче значения тока и угловой погрешностью в передаче фазы измеряемого тока. Требования к точности различны для ТТ, питающих измерительные приборы, и для ТТ, питающих аппаратуру релейной защиты.

Точная работа ТТ, используемых для релейной защиты, необходима для правильного функционирования большинства типов релейной защиты: максимальных токовых защит и токовых направленных защит, дистанционных и дифференциальных защит и т.п. Лишь в относительно редких случаях применяется релейная защита, не требующая измерительных ТТ (например, защита минимального напряжения).

В «Правилах устройства электроустановок» (ПУЭ) [1] приведены чѐткие требования к точности ТТ, которые были разработаны и начали применяться в конце 1970-х гг. Далее рассматриваются эти требования и методы расчетной проверки пригодности трансформаторов тока для устройств РЗА по погрешностям ТТ.

Следует отметить, что расчетное определение погрешностей ТТ в одинаковой степени важно и необходимо как при использовании традиционных электромеханических и статических аналоговых реле, так и при использовании новой аппаратуры цифровых реле и терминалов защиты, в особенности при применении цифровых токовых защит с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками. Это объясняется тем, что в настоящее время абсолютное большинство устройств релейной защиты, в том числе и цифровые защиты, получают основную информацию от традиционных электромагнитных ТТ.

Общие сведения о принципе работы электромагнитных ТТ, о методах экспериментальной проверки ТТ и их нагрузки здесь не рассматриваются [см. 2, 3].

Требования к ТТ, используемым для релейной защиты. Все ТТ, используемые для питания аппаратуры РЗА, должны обеспечивать:

точную работу измерительных органов защиты в конкретных расчетных условиях, для чего полная погрешность трансформаторов тока не должна превышать

10% при I1расч;

надежную (без вибрации) работу контактов измерительных органов защиты при максимальном токе КЗ I1к.макс, когда могут быть повышенные погрешности трансформаторов тока и искажение формы кривой вторичного тока;

47

отсутствие опасных перенапряжений во вторичных цепях трансформаторов тока при том же максимальном токе КЗ.

Таким образом, расчетная проверка трансформаторов тока состоит из расчетных проверок на 10%-ную погрешность и надежность работы реле, а также расчетного определения напряжения во вторичных цепях (рис. 1.18).

Рис. 1.18. Необходимые виды расчетных проверок ТТ, используемых для релейной защиты

Способы расчетной проверки ТТ на 10%-ную полную погрешность (условие

10%). Рассмотрим четыре способа этой проверки (рис. 1.19):

нагрузки ТТ, при которой = 10 %; используется при проектных работах или при проверке проекта перед наладочными работами, когда еще нет действительных ВАХ устанавливаемых ТТ;

по паспортным данным ТТ: по номинальному значению zн при номинальной кратности тока kном (может обозначаться mн или nн); используется при проверке проекта до снятия ВАХ;

Рис. 1.19. Способы расчетной проверки ТТ на 10%-ную полную погрешность

48

по действительным ВАХ, снятым у ТТ; это основной способ определения полной погрешности ТТ перед включением электроустановки под напряжение и нагрузку;

по типовой кривой намагничивания (КН) электротехнической стали,

используемой для изготовления ТТ, Bмакс = f(H); этот способ используется при необходимости вычисления значения полной погрешности (по КПК можно определить лишь соответствие или несоответствие ТТ условию 10% ).

Определение расчетного тока I1расч. Прежде чем приступить к рассмотрению каждого из четырех способов расчетной проверки ТТ на 10%-ную полную погрешность (рис. 1.19), необходимо дать определение I1расч. Это, безусловно, ток короткого замыкания, при котором должна быть обеспечена работа ТТ с 10% для правильного функционирования релейной защиты. Однако значения I1расч различны для разных типов защиты:

для токовой отсечки и максимальной токовой защиты с независимой характеристикой I1расч = 1,1 Iс.з, поскольку для этих защит точная работа

трансформаторов тока требуется лишь при токе срабатывания защиты (Iс.з); коэффициент 1,1 учитывает увеличение кратности первичного тока по сравнению с кратностью вторичного тока из-за 10%-ной погрешности трансформаторов тока;

для максимальной токовой защиты с зависимой времятоковой характеристикой

tз = f(Iк) I1расч = Iсогл, где Iсогл соответствует первичному току КЗ, при котором производится согласование по времени последующей и предыдущей защит и

определяется ступень селективности t; в практике эксплуатации электромеханических

реле для создания некоторого запаса принимают Iсогл равным току, при котором начинается установившаяся (независимая) часть характеристики; для современных цифровых реле, у которых практически нет такой части характеристики, принимают I1расч = I1к.макс, если последующая защита имеет зависимую характеристику или I1расч=

= Iс.з.посл, т.е. равным такому значению тока КЗ, при котором приходит в действие последующая защита с независимой времятоковой характеристикой;

для продольных дифференциальных защит (трансформаторов, генераторов, шин, линий) I1расч принимается равным наибольшему значению тока при внешнем КЗ, т.е. КЗ вне зоны действия дифференциальной защиты;

для дистанционной направленной (токовой направленной) защиты линий с односторонним питанием I1расч принимается равным наибольшему значению тока КЗ в конце первой зоны защиты (в конце линии); для линий с двусторонним питанием следует дополнительно определить ток по линии при КЗ на шинах той подстанции, где установлена рассматриваемая защита (КЗ «за спиной»); в качестве I1расч выбирается больший из этих токов КЗ.

Расчетная проверка ТТ по условию 10% по кривым предельной кратности (КПК). Кривые КПК для большинства отечественных ТТ приведены в [27]. Образец КПК дан на рис. 1.20.

Для определения по КПК допустимого значения zн, при котором = 10%,

необходимо вычислить для конкретного расчетного тока значение k10 предельной кратности, величины, введенной ГОСТ 7746-78 с 1980 г.:

49

где I1ном первичный номинальный ток ТТ.

По КПК, соответствующей типу, классу вторичной обмотки и коэффициенту трансформации ТТ, находится значение zн (рис. 1.19). В зависимости от схемы соединения ТТ и реле, и от вида защищаемой электроустановки проектировщик выбирает сечение соединительных проводов (кабелей) между ТТ и реле.

Расчетная проверка ТТ на 10%-ную погрешность по паспортным данным ТТ. На табличке ТТ или в его паспорте указывается номинальное значение кратности

тока kн (mн или nн), при котором допускается сопротивление нагрузки равное zн и обеспечивается при этом 10% (или f 10% у старых типов ТТ, причем выполнение условия f 10% вполне достаточно для максимальных токовых и дистанционных защит). Если известны фактическое расчетное значение zн.факт.расч (например, из проекта) и полное сопротивление вторичной обмотки ТТ z2 (из паспорта), можно определить допустимое значение k10доп, а затем сравнить его со значением k10, полученным по выражению (1.20) для данной электроустановки. Допустимое значение кратности определяется по выражению:

zн.факт.расч = 0,31 Ом и I1расч = I1к.макс = 1800 А.

По выражению (1.20) для этих конкретных условий:

k10= 1800100 = 18.

По выражению (1.21) допустимая кратность равна:

Поскольку k10доп > k10, то можно считать, что погрешность ТТ не будет превышать допустимое значение 10%.

Выражение (1.21) можно использовать также при составлении задания на наладку релейной защиты. При известных параметрах ТТ и значении I1расч фактическая нагрузка ТТ не должна превышать следующего значения:

Для условий этого примера:

zн.факт.расч 13 (0,22 0,6) 0,22 0,37 Ом 18